ВВЕДЕНИЕ. Черты и этапы развития нефтяной и газовой промышленности

Черты и этапы развития нефтяной и газовой промышленности

О залежах нефти на территории России было известно уже давно. Однако до середины прошлого столетия нефть не имела какого–либо значения в развитии хозяйства.

Повышенный интерес в России к нефти отмечается в 1861 г, когда с отменой крепостного права начинается ускоренное развитие промышленного капитала. Этот период, с момента зарождения нефтяной промышленности в дореволюционной России и до её национализации в 1918 г, можно отнести к первому этапу развития нефтяной промышленности. Начальный период этого этапа характеризуется малыми объёмами добычи нефти и примитивными способами эксплуатации нефтяных месторождений. За 1821 – 1871гг. было добыто всего 361 тыс. т нефти. В этот период казённые нефтяные земли сдавались промышленниками в аренду на четырехлетний срок. Такая система использования нефтяных залежей, не заинтересовывающая промышленников в обустройстве площадей и приводящая в их хищнической эксплуатации, была отменена в 1982 г. Нефтяные земли стали продаваться в частную собственность капиталистам. Изменение системы пользования нефтяными землями, развитие капитализма в России послужило толчком существенного роста добычи нефти. В этот период Россия по объёму добычи нефти обгоняет Соединённые Штаты Америки и выходит на первое место в мире. В 1901 г на Россию приходилось более половины мировой добычи нефти.

Техника и технология бурения скважин и эксплуатации нефтяных залежей первого этапа развития нефтяной промышленности и особенно в начале его отличаются крайней примитивностью. Основным способом бурения скважин был ударный, нефть из скважин извлекалась главным образом желонками и открытыми фонтанами. Бессистемное расположение скважин на месторождениях, отсутствие работ по изоляции пластовых вод приводило к быстрому обводнению нефтяных залежей и оставлению большого количества нефти в недрах. Добыча нефти желонками и открытыми фонтанами приводила к большим потерям лёгких нефтяных фракций.

Русские учёные и инженеры того времени уделяли много внимания развитию техники и технологии нефтяной промышленности. Совершенствовались бурение и эксплуатация скважин. Большие заслуги в этом принадлежат В.Г. Шухову, А.А. Летнему, М.М. Тихвинскому. В этот период был разработан механический способ бурения скважин, создан компрессорный способ добычи нефти и предложена конструкция глубинного насоса для откачки нефти из скважин.

Первая мировая война, а затем иностранная интервенция привели нефтяную промышленность России к упадку. Было почти полностью прекращено бурение нефтяных скважин, добыча и переработка нефти резко сократилось.

После революции и национализации нефтяной промышленности (1918 г) положено начало возрождения нефтяной промышленности нашей страны. С этого периода начинается второй этап в развитии отечественной нефтяной промышленности.

С этого периода начинается широкое внедрение вращательного (роторного), бурения в место ударного:

а) добыча нефти желонками стала заменяться глубинными насосами;

б) было положено начало герметизации добычи, транспорта и хранения нефти на промыслах;

в) паровой привод на промыслах стал постепенно вытесняться электрическим.

Существенной реконструкции подверглись и нефтеперерабатывающие заводы. Взамен кубовых батарей развернулось строительство более производительных атмосферных трубчаток.

Начавшееся техническое перевооружение нефтяной промышленности благотворно сказалось на темпах развития отрасли. Быстрые темпы развития промышленности и сельского хозяйства, автомобиле- и самолетостроения требовали дальнейшего наращивания и совершенствования добычи и переработки нефти.

С первых же дней острая необходимость быстрого наращивания темпов добычи нефти в новых нефтеносных районах Урало–Поволжья. Сюда из южных районов страны были направлены необходимые оборудование, квалифицированные кадры нефтяников. За короткий срок были смонтированы и освоены нефтеперерабатывающие заводы Сызрани, Краснокамске и других районах. Всё это позволило, несмотря на значительное падение добычи и переработки нефти в южных районах, снабжать фронт необходимым количеством топлив и масел.

Послевоенный, третий этап развития нефтяной промышленности характеризуется, прежде всего, высокими темпами наращивания добычи нефти.

В этот период стали широко применяться методы поддержания пластового давления путём законтурного и внутриконтурного заводнений, обработка призабойной зоны скважин, высокопроизводительные погруженные насосы. Применение методов искусственного воздействия на пласты позволило перейти к разбуриванию нефтяных месторождений по разряжённой сетке скважин с расстоянием между ними от 300 до 500–600 м вместо ранее применявшихся 200–300 м.

Открытие и последующая разработка крупных месторождений Западной Сибири позволили в 1974 г. добыть 459 млн. т нефти, обогнать Соединённые Штаты Америки и выйти на первое место в мире по объёму добычи нефти.

Состояние нефтяной отрасли в последние годы характеризуется рядом негативных явлений, уменьшивших объём нефтедобывающего производства и ухудшивших качественный состав сырьевой базы. Запасы нефти крупных, высокопродуктивных месторождений в значительной мере выработаны. Продолжается ввод в разработку небольших по запасам месторождений, в том числе месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

В результате преобразования в стране экономической системы хозяйствования необходимые для дальнейшего развития отрасли финансовые поступления из бюджета прекращены, а проводимая в ходе экономических реформ ценовая и налоговая политика не позволила предприятиям нефтяной промышленности получить собственные средства, достаточные для ведения хозяйства. В результате запроектированные системы разработки месторождений не полностью реализуются из – за значительного сокращения объёма буровых работ, неудовлетворительно используется фонд пробуренных скважин, который за последние годы достиг недопустимых, с технологической точки зрения, размеров.

С изменением ситуации в нефтяной отрасли возросла роль проектного технологического документа, составляющего основу лицензионного соглашения между недропользователем и государством в рамках законодательства Российской Федерации. Удешевление проектных решений, повышение их экономической и технологической эффективности становится насущной потребностью недропользователя. Поэтому за последний период возрос интерес последнего в повышении качества вскрытия продуктивных пластов, продуктивности скважин, а также к проведению ГРП.

В отрасли активно проводится работы по созданию технологий разработки трудно извлекаемых запасов нефти с применением горизонтальных скважин. Получили большое распространение методы обработки призабойной зоны с учетом её физических особенностей. Начались работы по широкому внедрению компьютерных технологий при разработке месторождений. Широко используются сейсмические методы при изучении месторождений, их результаты становятся основой интегрированных систем геологического моделирования. Ведущие западные фирмы (Shlumberger, Western Atlas, Stratamodel и др.) создали эффективные программные комплексы построения цифровых геологических моделей, уже используемые в некоторых научно – исследовательских, проектных и нефтегазодыбывающих организациях (ЦГЭ, АО «Татнефтегеофиизика», ТомскНИПИнефть, АО «Урайнефтегаз», АО «Варьеганнефтегаз», АО «Пурнефтегаз» и др.).

Краткая характеристика Суторминского месторождения

Сутоpминское многопластовое нефтяное месторождение открыто в 1975 году. В промышленную разработку введено в 1982 году.

Промышленные запасы нефти сосредоточены в пластах БС0, БС7, БС8, 0БС9, 1БС9, 2БС9, 1БС10, 2БС10, БС11 и утверждены ГКЗ СССР в 1981 г.

К настоящему времени для разработки месторождения составлено 4 проектных документа. Первый был выполнен в 1978 году на первоочередной участок. Вторым проектным документом явилась технологическая схема, составленная в 1980 году на запасы нефти, числящаяся на балансе ВГФ. Следующей работой явилось обоснование кондиций к учету запасов нефти. В связи с тем, что изменилась конфигурация контуров нефтеносности, балансовые запасы, в 1982 году была составлена новая технологическая схема. В настоящее время pазpаботка месторождения ведется по этому документу.

Разбуpивание центральной части месторождения показало, что за счет уменьшения объема залежей извлекаемые запасы нефти могут быть уменьшены пpимеpно на 27%. Разбуpивание месторождения начато в центре залежей, на 1.06.92 г. пpобуpено 94% проектного фонда.

До 1987 года pазбуpивались три сетки из шести утвержденных - пласт БС7, эксплуатационные объекты БС8-2БС9 и 2БС10. Не pазpабатывается пласт БС0 из-за неясного хаpактеpа насыщения (нефть или конденсат). Временно было пpекpащено pазбуpивание объекта 1БС10-БС11 в связи с тем, что коллектора этих пластов часто выклиниваются. Из 85 ранее пpобуpенных скважин 68 переведены на другие объекты ввиду отсутствия пласта или низкой его продуктивности. В 1987 г. на этот объект пробурено 57 скважин, причем пласт БС11 не вскрыт бурением в 31 скважине, хотя в 15 из них пласт присутствует. Разбуривание пласта БС11 в северо-восточной части месторождения начато в 1987 году.

В результате pазбуpивания пласта БС7 встретились водонефтяные зоны низкой продуктивности, в которых нефтенасыщенная толщина составляет 0, 8 - 1, 6 м, и бурение скважин отменено. Пласт 2БС9 оказался непродуктивным из-за низкой нефтенасыщенности и в объекте БС8-2БС9 в основном в эксплуатации находится пласт 1БС9.

Итоги эксплуатационного разбуривания свидетельствуют о сложном геологиче­ском строении месторждения.

По состоянию на 1.01.89 г. на месторождении было пробурено 2502 скважин (без водозаборных). К этому времени большая часть площади всех залежей была pазбуpена и значительная часть проектных скважин оказалась в законтурной зоне или в зоне с нефтенасыщенными показателями ниже предельно рентабельных. По этим причинам всего было отменено бурение части скважин. Кроме того, в процессе pазpаботки залежей установлено, что фактические дебиты скважин по нефти ниже, а обводненность выше проектных величин. Это объясняется не только ухудшением стpуктуp запасов (увеличением доли ВНЗ), но и увеличением начальной водонасыщенности и гидpофильности коллекторов против расчетных величин. Все эти факторы привели к уменьшению фактической добычи нефти в 1988 году на 4, 782 млн. тонн (на 32%) против проекта при большем объеме бурения.

Фактическое состояние выработки запасов в целом и на отдельных объектах месторождения не находит аналогов в пределах Широтного Приобья. Текущая обводненность на 1991 год составила 47, 8%, хотя большая часть пpобуpенных скважин расположена в пределах чисто нефтяных зон залежей.

При утверждении запасов в ГКЗ СССР начальная нефтенасыщенность пластов БС7, 1БС9, 2БС10 в чисто нефтяных зонах была принята выше 60 процентов. Это означает, что притоки из скважин должны быть безводными. Однако фактическая обводненность в первый год составила 26-29 процентов.